Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Ответы к экзамену по курсу техника и технология бурения - файл Ответы к экзымену по курсу ТТБ(техника и технология бурения).docx


Загрузка...
Ответы к экзамену по курсу техника и технология бурения
скачать (474.2 kb.)

Доступные файлы (2):

Вопросы по курсу Т Т Б.doc32kb.11.01.2011 11:21скачать
Ответы к экзымену по курсу ТТБ(техника и технология бурения).docx489kb.09.01.2011 13:22скачать

Ответы к экзымену по курсу ТТБ(техника и технология бурения).docx

1   2   3
Реклама MarketGid:
Загрузка...

^ Особенности расчета БК при бурении скв. роторным способом

этапы:

- статический расчет, когда не учитываются знакопеременные

циклические напряжения, а учитываются постоянные

напряжения изгиба и кручения

- на достаточную прочность или выносливость

статический расчет

для вертикальных скв
;

Kз=1,4 – при норм. усл.

Kз=1,45 – при осложн. усл.
для наклонных участков
; ;

38.
39. При бурении с забойными двигателями (турбобуром, электро

буром) в верхней растянутой части колонны возникают напряжения растяжения араст , а в нижней части, передающей нагрузку на долото, — напряжения сжатия аси<.

Потерявшая в сжатой части устойчивость бурильная колонна от действия сжимающих сил испытывает также изгибающие напря

жения а,',зг, которые, имея максимальное значение у долота, посте

пенно уменьшаются в направлении к нижнему участку растянутой части колонны.

Бурильная колонна испытывает касательные напряжения %' от действия реактивного момепта турбобура, постепенно уменьшаю

щиеся в направлении к вертлюгу и достигающие его только при коротких бурильных колоннах.

При вращении ротором бурильная колонна испытывает касатель

ные напряжения т, уменьшающиеся к долоту.

Расчеты показывают, что о'нэг в связи с ограничением изгиба колонны стенкой скважины не достигают опасных значений; невелики и напряжения т' и т. Поэтому при бурении с забойными двигателями бурильную колонну рассчитывают с учетом действия на нее только напряжений растяжения и сжатия.

При роторном способе бурения, кроме напряжений растяже

ния араст и сжатия асж, при расчете бурильной колонны необходимо учитывать касательные напряжения т, возникающие в результате передачи вращающего момента бурильной колонной, и изгибающие напряжения анзг, возникающие вследствие действия осевых и цен

тробежных сил.

Касательные напряжения, изменяющиеся по длине бурильной колонны от максимума в верхнем сечении


40. Учет работы, начисление износа и списание бурильных труб

Комплектование бурильных, утяжеленных бурильных и ведущих труб по типоразмерам с оформлением на них отдельных паспорт-журналов и эксплуатация их при проводке определенных конкретных скважин позволяют вести точный учет работы, а также подытожить после списания всех труб величину полной отработки каждого комплекта.

В процессе эксплуатации комплекта бурильных труб буровым мастером в паспорт-журнале регулярно отмечаются подробные сведения о работе комплекта труб.

Сведения об авариях с комплектом труб (в соответствии с актами об авариях) вносятся в специальную форму совместно представителями бурового предприятия и трубного подразделения. Отметки о видах профилактических работ и ремонтах комплекта труб в трубном подразделении также вносит в специальные формы представитель трубного подразделения.

Для своевременного и качественного обеспечения буровых предприятий трубами необходимых типоразмеров, а также с целью планирования работы трубного подразделения в последнем ведется учет: получения, наличия и расхода бурильных труб и замков; движения комплектов бурильных труб; видов и объемов профилактических и ремонтных работ с бурильными трубами.

С целью ежемесячного бухгалтерского учета затрат от проката бурильных труб по статье «Расходы по эксплуатации инструмента при проводке скважин» начисляется условный износ в рублях на бурильные, утяжеленные бурильные, ведущие трубы и замки в зависимости от объема проходки в метрах.

Сумма условного износа, подлежащего начислению на все трубы данного комплекта, рассчитывается с учетом коэффициента увеличения износа труб по мере роста глубин скважин, определенного для каждого интервала глубины через 500 м, и прочих факторов проводки скважины. Значения этого коэффициента, нормы и расценки условного износа приведены в Прейскуранте порайонных расценок на строительство нефтяных и газовых скважин (ППР) и в Справочнике укрупненных сметных норм (ЭСН).

При достижении суммы начисленного на комплект условного износа в рублях 70 % первоначальной стоимости труб и 90 % стоимости замков, навинченных на трубы или приваренных к ним, начисление условного износа прекращается, а комплект труб продолжает эксплуатироваться без начисления износа до полной отбраковки труб.

Бурильные трубы списывают по фактическому их состоянию на основании результатов осмотра, дефектоскопии и инструментальных измерений.

Степень износа замковой резьбы определяется либо по уменьшению расстояния между упорным уступом ниппеля и упорным торцом муфты, либо по уменьшению числа оборотов, необходимого для полного свинчивания бурильного замка.
41. Каждая партия труб, должна сопровождаться документом(сертификатом), удостоверяющим соответствие качества труб требованиям стандарта.

Партия должна состоять из труб одного условного диаметра, одной толщины стенки и группы прочности, одного типа и одного исполнения и сопровождаться единым документом, удостоверяющим соответствие их качества требованиям стандарта, содержащим: наименование предприятия-изготовителя; условный диаметр труб и толщину стенки, мм, длину труб, м; группу длин (для труб исполнения Б), массу труб, кг; тип труб; вид исполнения (для труб исполнения А); группу прочности, номер плавки, массовую долю серы и фосфора для всех входящих в партию плавок; номера труб результаты испытаний; обозначение стандарта.

Подготовленные и оформленные комплекты бурильных труб передаются буровым или нефтегазодобывающим предприятиям в соответствии с действующим руководящим документом.

Формы упомянутых выше «Заказ-заявки», «Акта на составление комплекта», «Описи труб комплекта», «Паспорт-журнала», «Выписки из паспорт-журнала», «Расписки в получении паспорт-журнала» и «Актов на передачу комплекта» приведены в руководящем документе.

Для определения состава индивидуального набора, расчета количественного и качественного состава парка бурильных труб для основных и вспомогательных работ, а также для расчета потребности в бурильных трубах на замену изношенных и для пополнения парка труб следует пользоваться руководящим документом .

Формы для учета работы, аварий, профилактики и ремонта комплекта бурильных труб, предусмотренные паспорт-журналом комплекта, приведены в руководящем документе |2].

Для осуществления дефектоскопического контроля труб в нефтяной промышленности разработаны руководящие документы, содержащие методики контроля участков трубной резьбы, сварного шва и тела труб.
42. Оснастка бурильной колонны, ее функции

Бурильная колонна, ее назначение и составные эл-ты

комплекс соед. деталей, который явл. связующим звеном между долотом и

наземным бур. обор. (от вертлюга до долота)

функции

- подвод энергии к долоту (мех-ки/гидравлически/кабелем)

- создание нагрузки на долото

- для подвода пром. ж-ти к долоту

- для проведения СПО и замены долота

- для проведения аварийных работ

- для спуска геофиз. приборов

- для спуска испытателя пластов



- для спуска секций обсадной колонны

требования

- выдерживать все нагрузки и напряжения, возникающие в

процессе ее работы

- быть достаточно износостойкой

- обладать min возможной в данных условиях стоимостью

и отвечать принципу равнопрочности

- быть устойчивой от корозии

- обладать min гидравлическими сопротивлениями
^ 43. УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ СБАЛАНСИРОВАННЫЕ ТРУБЫ

Для увеличения веса и жесткости БК в ее нижней части устанавливают утяжеленные бурильные трубы (УБТ), позволяющие при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото.(возврат к типам профилей скважин)

В настоящее время наиболее широко используются следующие типы УБТ:

- горячекатанные (УБТ),

- сбалансированные (УБТС),

УБТ этих типов имеют аналогичную беззамковую (отсутствуют отдельные присоединительные концы) толстостенную конструкцию и поставляются в комплекте. Комплект УБТ имеет одну наддолотную трубу с двумя муфтовыми концами, а остальные – промежуточные (верхний конец муфтовая резьба, нижний – ниппельная). Горячекатанные УБТ выполняются гладкими по всей длине. На верхнем конце УБТС выполняется конусная проточка для лучшего захвата клиньями при спуско-подьемных работах.

Горячекатанные УБТ используются преимущественно при бурении с забойными гидравлическими двигателями. Их изготовляют из сталей группы прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа) методом прокатки, что обуславливает их недостаточную прочность, особенно в резьбовых соединениях. Кроме того, они имеют значительные допуски на кривизну, разностенность и овальность. При вращении УБТ это приводит к биению БК и значительным усталостным перегрузкам.

Сбалансированные УБТ (рисунок 3.19) используют преимущественно при роторном способе бурения. Канал у таких труб просверлен, что обеспечивает его прямолинейность, а наружная поверхность подвергнута механической обработке, что обеспечивает равную толщину стенки и круглое сечение. Обкатка резьбы роликами и ее фосфатирование, термическая обработка концевой (0,8-1,2 м) поверхности труб значительно повышают их прочностные показатели.


Рисунок 3.19 – Сбалансированные утяжеленные бурильные трубы

44.Основные причины выхода из строя бурильных труб при роторном и турбинном бурении.

Большинство аварий связано с воздействием переменных нагрузок. 80% приходится

на резьбовые соед.(срыв/слом резьбы), и только 20% на тело БТ.

Причины:

- износ резьбы с выкрашиванием витков / промыв резьб. соед.

- поперечные/спиралевидные/продольные трещины

- нагрузки и напряжения действующие на разл. эл-ты БК

- места концентрации напряжения

- коррозионное воздействие на БК

- износ пов-ти БТ из-за трения о стенки скв. и воздействия

абразивных частиц в ПЖ

- возникновение колебательных процессов в БК

факторы:

- способ/режим бурения; местоположение проходимого

интервала; состояние траектории ствола скв.

Роторный способ:

- при бурении верхних интервалов и при бурении

искривленных участков скв.

турбинный способ:

- ↑скорости и динамические знакопеременные

нагрузки приводят к износу резьб
46.Зависимость Vмех от осевой нагрузки на долото. Фор-ла Федорова.

Vм=f(Pд) ; n=const; Q=const; VМо=f(Pд) и Vср=f1(Pд)

I – прямолинейный отрезок кривой

Pд - область поверхностного истерания

Pк<Pу => не происходит обьемного разрушения породы, порода разрушается в рез-те истирания зубцами долота с обр. Пылевидных частичек. PS: работа в этой области не эффективна и не желательна

II – криволинейный участок

- область обьемного усталостного разрушения

Pу<Pк<Pш => предел усталости – минимум давления зуба на породу, при этом многократное нагружение породы приводит к ее обьемному разрушению. С ↑Pд требуется меньше число ударов для обьемного разрушения породы

III – прямолинейный участок, переходящий в горизонтальный

- область эффективного обьемного разрушения

Pк=>Pм; при каждом ударе зубца происходит обьемное разрушение породы с отломом частички

Вывод: для более мягкой породы область разрушения смещается влево, для более твердых – вправо

Породу целесообразно бурить при нагрузках соотв. III зоне или в крайнем случае во II зоне. [II-III] – наиболее выгодный диапазон нагрузок

Ф-ла Федорова

Pд≥αPшFк ; Fк=KпДдS/2 ; Fк=S∑∑lij ; Kп=∑∑lij/(Дд/2) ; Vм=KпPдB

α – κоэф. учит. заб. усл.(0,33-1,59); Fк – площадь контакта зубцов с породой; S – притупление зубцов долота (для нового долота S=1мм); Kп – коэф. перекрытия зубцами забоя скв.; i – номер шарошки, j – номер венца на шарошке, n – число шарошек, m – число венцов на шарошке; в – зависит от твердости породы (1-3))

  1. Влияние частоты вращения долота на механическую скорость бурения.

Зависимость Vм от частоты вращения долота

Vм=f(n) ;

РИСУНОК

К росту Vм ведет:

  • увеличение числа ударов в ед. времени

  • увеличение энергии удара зубца о забой в рез-то роста секорости соударения

Vм=δn; δ – углубление забоя за 1оборот долота

уменьшение δ происх. При n>nкрит, пром. жид-ть не успевает выносить шлам из забоя => образуются шламовые подушки

n=nкрит; δ~const ; δ= δo(1-klnn), k – импер. коэф.(зависит от зашламленности забоя и от времени контакта зубца с г/п и от св-в к/п); Vм= δo(1-Klnn)n

при tк>to ; h=hmax ; при tк<to ; h<hmax

уменьшается время контакта зубца с породой

dVм/dn= δo(-kn/n+1-knln)=0 ; 1-k=klnn

n=e1/k-1 – maxVм

глины: n~300-400об/мин; карбонаты: n~200-250; абразивные: n~40-50

в мягких породах ↑n приводит к ↑Vм

Vм=kea; 0<a<1; Vм=AnB; B<1(~0.8)

Vм=kPдBna

Увеличение n для достижения

↑Vм более эффективен в мягких г/п, чем в твердых

48. Непрерывная циркуляция бурового раствора при бурении должна обеспечивать чистоту ствола скважины и забоя, охлаждение долота, способствовать эффективному разрушению породы, предупреждать осложнения. Влияние расхода раствора на механическую скорость бурения показано на рисунке 5.4. Как видно из рисунка, при неизменной осевой нагрузке и частоте вращения долота с увеличением секундного расхода бурового раствора улучшается очистка забоя и возрастает механическая скорость проходки. Однако увеличение секундного раствора эффективно лишь пока он не достигнет некоторой величины Qд, при Qмах механическая скорость проходки стабилизируется. Величина Qд зависит от конструкции долота, схемы очистки забоя, удельной осевой нагрузки, частоты вращения, твёрдости породы и свойств бурового раствора.


Рисунок 5.4 – Влияние расхода бурового раствора на механическую скорость Vмех
При дальнейшем возрастании расхода начнёт преобладать повышение потерь напора на преодоление гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве, общее давление на забой начнёт расти и механическая скорость будет снижаться.
49.Технологическая оснастка
Качество работ значительно повышается при совместном использовании центраторов и скребков, по некоторым данным в этом случае число ремонтных работ снижается с 60 % до 16%.
Анализ центрирующей способности центраторов для принятых на практике соотношений диаметров скважин и обсадных колонн показал, что если вследствие деформации диаметра центраторов уменьшается до диаметра долота, то эффективность их применения будет незначительна и образование застойных зон предупреждается при коэффициенте кавернозности не превышающим 1,1-1,3. Поэтому, для увеличения степени замещения цементный раствор необходимо прокачивать при высоких скоростях его течения, обеспечивая турбулентный режим.
Для упрощения технологической оснастки обсадных колонн и повышения их жесткости предложена конструкция центратора-турбулизатора, представляющий собой центратор, у которого планки относительно их средней части развернуты во взаимно противоположные стороны, что обеспечивает турбулизацию потока.
На практике число элементов технологической оснастки не превышает 50, хотя для качественного цементирования их число должно быть в 2 раза больше.

^ 51. БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ
Под буферной понимают жидкость, которая прокачивается между буровым и тампонажным растворами, предотвращая их смешение и удаляя из затрубного пространства остатки бурового раствора.

Вследствие отсутствия универсальных буферных жидкостей, пригодных для широкого использования при всех условиях бурения, в отечественной практике применяют следующие их виды: утяжеленные (на солевой или полимерной основе) [5, 97]; комбинированные [21]; аэрированные [31, 90]; эрозионные [32, 90]; незамерзающие; жидкости с низкой водоотдачей; вязкоупругий разделитель [19, 24]; нефть и нефтепродукты [63]; растворы кислот [45, 88, 89]; вода [14, 92 и др.

Выбор типа буферной жидкости определяется ее эффективностью и геолого-техническими условиями бурения с учетом затрат на ее приготовление.

Выбор вида буферной жидкости базируется на лабораторной проверке совместимости ее с конкретным буровым и тампонажным растворами.

При смешении буферной жидкости с буровым раствором не должны повышаться реологические параметры зоны смеси, а смесь ее с тампонажным раствором не должна характеризоваться снижением растекаемости и времени загустевания раствора.

Для снижения интенсивности частичного смешения буферной жидкости с контактирующими растворами в процессе движения их в затрубном пространстве должно выполняться условие, при котором вязкость и плотность ее превышали бы аналогичные параметры вытесняемой жидкости или приближались к средним значениям указанных параметров разобщаемых ею жидкостей.

Повышение эффективности очистки затрубного пространства от остатков промывочной жидкости достигается применением комплексных буферных жидкостей.
^ 52. режим продавки тампонажного раствора

Исследованиями установлено, что наиболее полное замещение промывочной жидкости происходит при турбулентном режиме (98%), худшие показатели (42%) дает структурный режим.

Для наиболее полного замещения промывочной жидкости рекомендуется ряд мероприятий: тщательное регулирование реологических свойств промывочной жидкости, заполняющей скважину перед цементированием, с целью снижения вязкости и статического напряжения сдвига до минимально допустимых значений; нагнетание тампонажного раствора в затрубное пространство со скоростями течения, обеспечивающими турбулентный режим; применение соответствующих буферных жидкостей на разделе промывочной жидкости и тампонажного раствора; расхаживание или вращение обсадной колонны при подаче тампонажного раствора в затрубное пространство; применение полного комплекса технологической оснастки обсадной колонны.



При разработке технологии подбирают тампонажный материал, рецептуру и свойства тампонажного раствора, определяют режим закачки и продавки тампонажного раствора, суммарную продолжительность цементировочных работ и промежуток времени, необходимый для формирования в затрубном пространстве цементного камня с достаточной прочностью, позволяющей возобновить работы в скважине.
^ 53,55.ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

Тампонажными называются материалы, которые при затворении с водой образуют суспензии, способные в условиях скважины со вре

менем превращаться в практически непроницаемое твердое тело. Самыми распространенными тампонажными материалами являются цементы различных видов. В последние годы расширяется примене

ние также пластических масс и смол.

Портландцемент. Портландцементом называется по

рошок определенного минералогического состава, из которого при замешивании с водой образуется вяжущая масса, способная затвер

девать в водной среде и на воздухе. Он представляет собой смесь специально подобранных тонкоизмельченных материалов. Основ

ной частью смеси является клинкер, который получают путем обжига до спекания известняка и глины или других горных пород и промыш

ленных отходов, содержащих окись кальция, кремнезем, глинозем и окись железа. В процессе обжига такой смеси при температуре 1300—1400° С образуются искусственные минералы, именуемые клин

керными, а также стекло. Главнейшими клинкерными минералами являются алит, белит, целит и трехкальциевый алюминат.

Алит — трехкальциевый силикат, в котором часть ионов крем

ния замещена ионами алюминия или железа и магния.

Белит — двухкальциевый силикат. В зависимости от температур

ных условий формирования белит может выступать в одной из трех модификаций, существенно отличающихся друг от друга физиче

скими свойствами.

Целит представляет собой алюмоферрит кальция.

Стекло состоит в основном из невыкристаллизовавшихся алюми

натов, ферритов, двухкальциевого силиката и щелочных соединений.

Тампонажный портландцемент выпускается двух видов: для «холодных» скважин и «горячих» скважин. Свойства этих цементов должны удовлетворять требованиям ГОСТ 1581—63.

Растворы из цемента для «холодных» скважин используют при цементировании интервалов с температурой не выше 50° С, а из цемента для «горячих» скважин — участков с температурой не более 90° С.

60. Подготовка ствола скважины

Чтобы избежать осложнений при спуске обсадной колонны, предусматривается комплекс работ по подготовке ствола скважины. Виды работ и их объем зависят от состояния ствола скважины, сложности геологического разреза и протяженности открытой части ствола. О состоянии ствола судят по наблюдениям при спуске и подъеме бурильной колонны (посадки, прихваты, затяжки и т. д.), по прохождению геофизических зондов, по данным кавернометрии и инклинометрии.

Заранее выделяют интервалы, где отмечены затруднения при спуске бурильного инструмента, зоны сужения ствола, образования уступов, участки резкого перегиба оси скважины и т. д. В этих интервалах в подготовительный период проводят выборочную проработку ствола. В скважину спускают новое долото (с центральной промывкой) в сочетании с жесткой компоновкой и, удерживая инструмент на весу, прорабатывают выделенные интервалы с промывкой при скорости подачи 40 м/ч. Выдерживание вращающегося инструмента на одном месте не допускается во избежание зарезки нового ствола. Если отмечаются трудности в прохождении инструмента, его приподнимают и спускают несколько раз. В сложных условиях скорость подачи инструмента может быть снижена до 20 - 25 м/ч.

После выборочной проработки ствол скважины шаблонируют. Для этого из обсадных труб собирают секцию длиной около 25 м и на колонне бурильных труб спускают ее в ствол скважины на всю глубину закрепляемого участка. Таким способом проверяют проходимость обсадных труб.

Через спущенный инструмент скважину тщательно промывают до полного выравнивания свойств промывочной жидкости. Общая продолжительность непрерывной промывки не менее двух циклов. В конце промывки в закачиваемую промывочную жидкость добавляют нефть, графит и другие аналогичные добавки для облегчения спуска обсадной колонны. При извлечении из скважины длину инструмента измеряют и по суммарной его длине контролируют протяженность ствола скважины.

Завершив подготовительные работы, приступают к спуску обсадной колонны в скважину.
Спуск обсадной колонны

Последовательность спуска секций в скважину и использование вспомогательных элементов (пентраторы, скребки, турбулизаторы и др.) определяются конструкцией обсадной колонны, предусмотренной в индивидуальном плане работ по ее подготовке, спуску и цементированию, который разрабатывается технологическим или производственно-технологическим отделом УБР. Во время спуска осуществляют строгий контроль за соблюдением порядка комплектования колонны в соответствии с планом по группам прочности стали и толщине стенок труб.

Сначала в скважину спускают низ обсадной колонны, включающий башмак, заливочный патрубок, обратный клапан и упорное кольцо. Все элементы низа колонны рекомендуется свинчивать с использованием твердеющей смазки на основе эпоксидных смол. Использование обратного клапана обязательно, если в скважине имелись газопроявления. Надежность работы клапана на пропуск жидкости проверяют на поверхности посредством пробной циркуляции с помощью цементировочного агрегата, 

который подключают к компоновке. Затем в порядке очередности спуска к устью скважины подают обсадные трубы и перед наращиванием их шаблонируют. Со стороны муфты в трубу вводят жесткий цилиндрический шаблон.

Условный диаметр обсадной трубы, мм ……..…………… 114 - 219 245 - 340 407 - 508

Длина шаблона, мм ……………………………………….. 150 300 300

Разница между внутренним номинальным

диаметром трубы и наружным диаметром шаблона, мм ………. 3 4 5

При подъеме трубы шаблон должен свободно пройти через нее и выпасть. Если шаблон задерживается, то трубу отбраковывают. Над устьем скважины с нижнего конца приподнятой трубы свинчивают предохранительное кольцо, промывают и смазывают резьбу.

У кондуктора и промежуточных колонн резьбовые соединения нижних труб обычно проваривают прерывистым сварным швом для предупреждения их отвинчивания при последующих работах в скважине.

Во время спуска обсадной колонны ведут документальный учет каждой наращиваемой трубы, в нем указывают номер трубы, группу прочности стали, толщину стенки, длину трубы, отмечают суммарную длину колонны и общую ее массу. На заметку берут все особые условия и осложнения, возникшие при спуске, записывают сведения об отбраковке отдельных труб и их замене.

Скорость спуска колонны поддерживают в пределах 0,3 - 0,8 м/с.

Если колонна оснащена обратным клапаном, после спуска 10 - 20 труб доливают промывочную жидкость внутрь колонны, чтобы не допустить смятия труб избыточным наружным давлением.

По мере необходимости проводят промежуточные промывки с помощью цементировочного агрегата или бурового насоса. Во время промывки необходимо непрерывно расхаживать колонну.

В нашей стране разработан метод секционного спуска обсадных колонн. Длину секций определяют с учетом грузоподъемности буровой установки, состояния скважины и прочности труб. Для спуска обсадных колонн секциями применяют специальные разъединители и стыковочные узлы, обеспечивающие соединение секций в скважине. Все секции, кроме верхней, спускают на колонне бурильных труб, которую после закачки цементного раствора отсоединяют и извлекают на поверхность. Спуск обсадных колонн секциями позволяет значительно снизить нагрузки, возникающие в буровом оборудовании при этих работах, и повысить надежность цементирования. Недостаток этого метода состоит в том, что создается некоторая опасность нарушения герметичности колонны на стыках секций и повышается суммарная продолжительность работ по креплению скважин.

^ 61. МЕТОДЫ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ (ПЛАСТОВ)

Вскрытие пластов и освоение скважины должны быть проведены качественно. Под качеством технологии вскрытия пласта и освоения скважин следует понимать степень изменения гидропроводности пласта (или пропластков) после выполнения соответствующей операции. Оценку качества вскрытия пластов и освоения скважин следует производить по Временной методике по оценке качества вскрытия пластов и освоения скважин.

Методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных горизонтов. В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество пористых пластов-коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных друг от друга глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими породами. Эти пласты могут быть нефтеносными, газоносными, водоносными и сухими.

Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя. Конструкцию забоя следует выбирать по РД.

В практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин (рис. 10.1).


Рисунок 10.1 - Схемы конструкции забоев при заканчивании скважин: 1 – обсадная колонна, 2 – фильтр, 3 – пакер, 4 – цементный камень, 5 – перфорационные отверстия, 6 – продуктивный пласт, 7 - хвостовик
1 Установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра (рис. 10.1, б) или хвостовика (рис. 10.1, д). В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются и водозакрывающая колонна является эксплуатационной (рис. 10.1, а).
2 Полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше 

нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта (рис. 10.1, в).
3 Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов (рис. 10.1, г).
Перечисленные методы направлены на то, чтобы не допустить закупорки пор и создать благоприятные условия для движения нефти из пласта в скважину.
Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.
1 При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины.
2 При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.
3 Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.
72. Талевая система состоит из неподвижного кронблока, подвижного талевого блока, талевого каната, соединяющего неподвижные и подвижные блоки кронблока и талевого блока, бурового крюка и пиропов, с помощью которых на крюке подвешивается груз. Один конец талевого каната специальным устройством крепится к основанию вышечного блока, а другой конец, огибающий поочередно ролик кронблока,ролик талевого блока,ролик кронблока ит. д., присоединяется к барабану лебедки.



1


1   2   3



Скачать файл (474.2 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации